近日网络上一则发改委火电“保供会议要点”的信息扰动资本市场。面对其中“火电新开工1.65亿千瓦”、“煤炭长协签五年”、“火电容量电价”等内容，多家电力上市公司对财联社表示，“未获知相关政策或信息”。

但包括央企电力公司高管在内的多位行业人士向记者表示，传言中提到的容量电价、长协执行是很好的政策方向，也切合当前煤电市场存在的问题。不过，考虑电价成本上升可能带来的经济增长压力，以及煤电投资不能完全解决尖峰负荷等问题，传言中的政策能否落地、何时落地仍有待商榷。

各企业新建煤电仍从严控制

华能国际（600011.SH）人士对财联社记者表示，按照公司十四五规划，公司2022年计划新增煤电1.4GW，新增燃气发电990MW；2023年计划新增煤电600MW，新增燃气发电455MW。目前公司新增火电控制较严，基本都是“上大压小”或者热电联产的项目，而且均为前期已规划好的项目。

这一火电投资状况，显然相比传言中即将新开工1.65亿千瓦，差别巨大。而其他电力上市公司均呈现类似情况。大唐发电（601991.SH）人士告诉记者，2021年公司新增装机容量774MW，2022年上半年新增224.2MW，均为新能源机组。吉电股份（000875.SZ）也确认，公司去年以来无新增火电机组。

对于未来加大火电投资，华能国际有关人士表示，公司目前对新增火电项目回报率要求高于风电、光伏项目，收益率需要高出一到两个百分点。同时，火电项目必须考虑经济性，主要应投向调峰能力需要的地区，而目前部分省份主要通过辅助市场补偿奖励，并且与新能源建设指标挂钩；还有部分省份电力现货市场无补贴，这都使得火电调峰价值实现并不明确。大唐发电人士则表示，火电项目建设周期基本都在两年以上，且必须考虑项目储备、可研报告和区域规划等，并非短期内可完成。

火电投资趋于谨慎，背景是“双碳”目标下火电的盈利逻辑和外部环境发生了巨大变化。华北电力大学经济与管理学院教授、新能源电力与低碳发展研究北京市重点实验室副主任袁家海向记者表示，当前燃煤发电机组仍是我国电力系统中的主体，且有大量机组尚处于资本成本回收的早期阶段，在“双碳”背景下，煤电当前面临着灵活性改造和运行小时数逐渐降低，如不妥善解决企业资本成本的回收问题，必然妨碍火电投资信心。

更有行业人士直言，目前电力供、需双侧均发生重大变化而出现的电力缺口，与过去电力供给小于需求的普遍缺电情况有很大不同。因此，不能再沿用过去单纯新建电源的方式来解决“保供”问题。尤其是当前煤电机组利用率普遍偏低的情况下，继续新建煤电机组提升的是电力系统基础供电能力，而非尖峰保障能力，还会加重电力系统的容量冗余。

容量电价等长效机制亟待推出

针对部分煤电机组利用率低导致收益下降，天风研究所环保公用郭丽丽团队指出，为保障电力系统容量充裕性及燃煤机组的合理收益，容量电价相关政策有望加速推进。目前来看，山东、广东已有对燃煤机组的容量补偿政策，未来或将有更多省份出台相关政策。

所谓容量补偿机制，是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资的方法。根据今年3月山东发改委发布的《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，在山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税），收取标准与上一版容量补偿政策一致。近日，山东再度印发《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》，提出9月份起，对可调节负荷试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。

华北电力大学袁家海教授向记者表示，我国未来建设容量机制的目的，主要是随着可再生能源不断增加，增加灵活性容量的价值，保障电力系统需要的调峰机组，能够收回资本成本并获得一定的收益。申万宏源相关研报也指出，限煤价只能缓解一时之需，仍需要长效机制解决火电行业困局。申万宏源认为，推进电力现货市场改革、建立全国统一市场和容量电价将是未来改革的重点，预期政策层面将进一步转变火电收益结构，设置容量电价。

“我支持容量电价，但在当前经济下行压力较大的情况下，推出这个机制需要谨慎。”袁家海进一步表示，在中国整个电力消费中，工业用电接近70%，容量电价推出则势必带来工业成本上升。同时，容量电价并非万能，应该统筹协调、分阶段建立容量电价机制，尤其不能让容量电价机制成为落后火电机组的保护伞。在容量机制设计中，需要实现各类机组充分参与市场竞争，同时通过完善环保等相关政策，设定更加严格的排放绩效，使得部分老旧机组和高耗能机组加速退出，从而实现电源结构的低碳转型。

“保供”一方面依靠容量电价机制下火电等顶峰能力的保存，另一方面也有赖于需求侧调配等发挥作用。中电联行业发展与环境资源部改革处处长张卫东进一步提出，今夏由于用电量快速增长而造成的电力缺口，未来在其它地区仍可能出现，需要未雨绸缪，通过需求侧管理、储能调配、以及利用电力市场的价格信号调节供需等综合措施改善缺电情况。基于需求侧管理，可以在夏季高温时期，通过与用电需求大的企业用户签订协议经济补偿的方式，将预估的最大负荷的5%通过需求侧管理而不是发电来满足，从而实现电力系统供需的动态平衡。

长协煤价成效显现 未来有望延续

在记者调查中，多家电力上市公司表示长协煤落实情况较好，给公司火电资产扭亏和提升效益帮助较大。华电国际人士坦言，公司火电资产由于历史原因大多分布在沿海地区，使用进口煤较多致使煤电资产亏损较大。今年以来，公司进口煤比例已由30%降至上半年20%左右，今年二季度煤炭长协执行虽然环比下滑但仍实现65%左右的履约率，使得煤电资产的扭亏盈利的前景更加明朗。国投电力（600886.SH）、国电电力（600795.SH）人士则透露，公司长协煤覆盖率分别达到了95%和100%，火电资产盈利得以修复。

行业人士指出，地缘政治冲突令全球能源供应紧张，陷入能源危机的欧洲多国重启煤电，进一步加剧了全球煤炭供应紧张形势。在当前市场供需矛盾突出、煤炭增量有限情况下，只有继续加强长协合同签约比例，强化煤炭资源的供给效率，发挥长协煤的市场保供主体作用，才能稳定煤炭供应及市场预期。

长协煤价与市场煤价间的落差，也致使有煤企以检修等理由，延缓或不履行长协合同，造成“有价无市”。有电力企业人士表示，“价格是压下来了，但是煤矿不放货，等于没降价。”为此，市场监管总局等部门也已部署各地开展煤炭价格监督检查工作。8月5日国家市场监督管理总局官方微信账号“市说新语”披露消息，近日市场监管总局组织3个调查组分别赴山西、内蒙古、陕西开展调查，进一步加强电煤价格监管，明确法律红线，规范电煤价格秩序。通过调查，初步认定18家煤炭企业涉嫌哄抬煤炭价格，3家交易中心涉嫌不执行政府定价。

分析人士指出，今年6月底，国务院副总理韩正主持召开煤炭清洁高效利用专题座谈会，指出要推动煤电联营和煤电与可再生能源联营，加强监督管理和检查问责，确保抓好电煤中长期合同履约。这已为未来一段时期内煤炭长协和煤电联营奠定了基调。

文章来自：财联社，不构成投资建议，投资者据此操作风险请自担！

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